當前位置: 首頁(yè) > 資料 > 行業(yè)分析

火電:成本下行 業(yè)績(jì)修復

證券市場(chǎng)周刊發(fā)布時(shí)間:2024-04-24 12:13:34  作者:薛宇

  2023年,煤價(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績(jì)修復的主要原因,這種情況延續到了2024年一季度。盡管新能源近年來(lái)增長(cháng)較快,但火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用,而容量電價(jià)政策的出臺,有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績(jì)波動(dòng)、提高盈利下限,保障火電長(cháng)期盈利。

  最新財報顯示,2023年火電業(yè)績(jì)明顯得到恢復。2023年,粵電力A實(shí)現營(yíng)業(yè)收入597.08億元,同比增長(cháng)13.38%,歸母凈利潤9.75億元,同比扭虧,扣非凈利潤10.94億元,同比扭虧;2024年一季度,粵電力A預計實(shí)現凈利潤1.1億元-1.4億元,同比增長(cháng)24.39%-58.32%,實(shí)現扣非凈利潤8000萬(wàn)元-1.1億元,同比增長(cháng)7.32%-47.57%。華潤電力火電業(yè)務(wù)核心利潤貢獻36.11億港元,相較于2022年虧損25.82億港元扭虧。

  2023年,煤價(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績(jì)修復的主要原因。盡管新能源近年來(lái)增長(cháng)較快,但火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用,而容量電價(jià)政策的出臺,有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績(jì)波動(dòng)、提高盈利下限,保障火電長(cháng)期盈利,而2024年一季度還降延續,多家電力上市企業(yè)已經(jīng)預告一季度業(yè)績(jì)大幅好轉。

  成本下行,需求高增

  成本下行是火電行業(yè)業(yè)績(jì)修復的主要因素之一。截至2024年4月12日,秦皇島Q5500動(dòng)力煤價(jià)格為722元/噸,較年初下降3.73%;相比2021年均價(jià)753.79元/噸、2022年均價(jià)791.12元/噸(最高價(jià)達到1202元/噸),2023年的年平均價(jià)格為762.88元/噸已有所降低。

  截至2023年底,華潤電力火電售電1512億千瓦時(shí),同比增長(cháng)2.3%,火電滿(mǎn)負荷平均利用小時(shí)數4688小時(shí),同比持平;成本端,火電平均供電煤耗為297.17克/千瓦時(shí),同比持平,平均燃料成本下降12.6%至296.3元/兆瓦時(shí),燃料成本的下降帶動(dòng)火電貢獻36.11億港幣盈利。中國電力火電單位燃料成本同比下降12.5%至285.5元/兆瓦時(shí)。華能?chē)H煤電實(shí)現上網(wǎng)電量3758.04億度,同比增長(cháng)3.27%;2023年全年公司共采購煤炭2.12億噸,煤炭采購均價(jià)同比降115.78元/噸。

  不過(guò)目前,動(dòng)力煤價(jià)格依然處于歷史相對高位,據Choice,秦皇島Q5500動(dòng)力煤2020年平均價(jià)格為557.62元/噸,2019年為573.13元/噸,2018年為589.59元/噸,相比之下2023年均價(jià)762.88元/噸仍然處于較高水平。

  據國盛證券,2024年一季度環(huán)渤海港5500k動(dòng)力煤均價(jià)907元/噸,環(huán)比2023年四季度均價(jià)965元/噸下降58元/噸,同比2023年一季度均價(jià)1097元/噸下降190元/噸。進(jìn)入二季度煤炭淡季,下游需求疲軟,供需格局依然偏松,煤價(jià)仍有下跌空間。此外,北方電廠(chǎng)受益于供暖季供熱收入,業(yè)績(jì)改善空間有望進(jìn)一步提升。民生證券表示,預計煤價(jià)仍維持低位運行,2023年中國動(dòng)力煤供需由緊平衡向寬松轉變。

  東方證券表示,火電發(fā)電量增速低于煤炭總供給的增速,煤炭供給相對過(guò)剩,主要體現在產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節庫存上。截至3月29日,Mysteel調研全國55個(gè)港口樣本,動(dòng)力煤庫存為5838.8萬(wàn)噸,周環(huán)比增136.8萬(wàn)噸。

  2023年火電業(yè)績(jì)還受益于水電發(fā)電量的下降。根據華創(chuàng )證券,2023年上半年整體來(lái)水偏枯,1-6月水電利用小時(shí)數均為近五年最低水平,較近五年平均水平下滑約21.5%,例如,長(cháng)江上游烏東德水庫同比偏枯22.89%,三峽水庫來(lái)水同比偏枯30.27%,瀾滄江流域上半年來(lái)水同比偏枯約2.5成。步入汛期后,長(cháng)江流域來(lái)水同比有所好轉,而雅礱江等地來(lái)水依舊偏枯??傮w來(lái)看,8月份后來(lái)水情況有所改善,8-10月水電利用小時(shí)數分別約為406小時(shí)、383小時(shí)、337小時(shí),接近過(guò)去五年平均水平;11月后水電利用小時(shí)下滑,處于較低水平。

  2023年汛期水電發(fā)電量雖較2022年有所修復,但仍未修復至歷史發(fā)電水平,其中,2023年三季度水電發(fā)電量合計4071億千瓦時(shí),較2020-2021年均值減少158.5億千瓦時(shí);此外,由于上半年各流域來(lái)水偏枯,2023年全國水電發(fā)電量?jì)H11411億千瓦時(shí),較2020-2021年全國水電發(fā)電量減少2141億千瓦時(shí)、1900億千瓦時(shí)。這意味著(zhù)若以2020年為基準,2024年水電發(fā)電量修復空間或達2141億千瓦時(shí)。

  未來(lái)火電發(fā)電量取決于水電來(lái)水修復及風(fēng)光發(fā)電的擠壓效應。據華創(chuàng )證券,參考中電聯(lián)預測,2023年全社會(huì )用電量預計9.2萬(wàn)億千瓦時(shí)。若2024年用電量增速以5%為中樞(浮動(dòng)區間為3%-7%),則用電需求增長(cháng)中性假設為4600億千瓦時(shí)。水電方面,假設水電出力修復以2023年較2020年預計減產(chǎn)量(2141億千瓦時(shí))為基數浮動(dòng)0-120%;2020-2022年,風(fēng)光發(fā)電量復合增速為27.8%、27.6%,絕對增量合計達4599億千瓦時(shí)。根據國家能源局規劃,2024年風(fēng)光新增裝機目標仍為200GW左右,參照2022年全國風(fēng)光發(fā)電的年利用小時(shí)數,經(jīng)測算2024年風(fēng)光新增發(fā)電量預計約3259億千瓦時(shí)。核電發(fā)電增量為76億千瓦時(shí)。因此,根據上述測算結果,在水電修復60%,用電量增速為5%的中性假設下,2024年火電需求增量預計為-36億千瓦時(shí),同比2023年略有下降。

  不過(guò),需要指出的是,火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用。

  截至2023年9月,全國累計發(fā)電裝機容量達到2791GW,其中火電裝機容量1373GW,占比49.2%,2023年1-9月,火電發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比達到70%,仍是中國最主要的電源種類(lèi)。由于水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電量受氣候或自然因素影響較大,具有一定的季節性和波動(dòng)性,火電不受天氣和季節影響,持續穩定產(chǎn)生電力的特性使其在中國電力供給結構中始終起到兜底作用。

  容量電價(jià)保障火電長(cháng)期盈利

  2023年末,國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機制的通知》,決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價(jià)機制。近日多地陸續出臺地方容量電價(jià)通知,執行電價(jià)標準落實(shí)國家煤電容量電價(jià)政策標準。

  容量電價(jià)的出臺,有望保障火電長(cháng)期盈利。

  對于合規在運行的公用煤電機組,政策明確煤電容量電價(jià)按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中,用于計算容量電價(jià)的煤電機組固定成本實(shí)行全國統一標準,為每年每千瓦330元;通過(guò)容量電價(jià)回收的固定成本比例,綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定,2024-2025年多數地方為30%左右,部分煤電功能轉型較快的地方高一些,為50%左右。2026年起,將各地通過(guò)容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于50%。根據國盛證券測算,如果依照30%補償比例,全國各地根據裝機規模和發(fā)電量的不同,測算到度電補貼在2-3分錢(qián)。

  政策規定,煤電容量電費納入系統運行費用,每月由工商業(yè)用戶(hù)按當月用電量比例分攤,由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動(dòng)清算。對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區外送煤電機組,送受雙方應當簽訂年度及以上中長(cháng)期合同,明確煤電容量電費分攤比例和履約責任等內容。

  東方證券指出,當前階段,適應煤電功能加快轉型需要,將現行煤電單一制電價(jià)調整為兩部制電價(jià),其中電量電價(jià)通過(guò)市場(chǎng)化方式形成,靈敏反映電力市場(chǎng)供需、燃料成本變化等情況;容量電價(jià)水平根據轉型進(jìn)度等實(shí)際情況合理確定并逐步調整,可充分體現煤電對電力系統的支撐調節價(jià)值,確保煤電行業(yè)持續健康運行。此外,近年來(lái)國內新能源快速發(fā)展,但新能源發(fā)電具有間歇性和波動(dòng)性,客觀(guān)上需要更多的調節性資源,隨著(zhù)煤電轉變經(jīng)營(yíng)發(fā)展模式,煤電機組越來(lái)越多時(shí)間“備而不用”,通過(guò)單一電量電價(jià)難以完全回收成本,因此,建立煤電容量電價(jià)機制、通過(guò)容量電價(jià)回收部分或全部固定成本,從而穩定煤電行業(yè)預期,是保障電力系統安全運行,為承載更大規模的新能源提供有力支撐,更好促進(jìn)能源綠色低碳轉型的必然要求。

  國盛證券表示,煤電機組通過(guò)容量電價(jià)回收固定成本,容量補償成本向用戶(hù)側疏導,考慮到煤價(jià)成本下行,火電電量電價(jià)亦有下降風(fēng)險,容量電價(jià)適時(shí)出臺有望及時(shí)保障火電機組盈利,短期來(lái)看綜合電價(jià)水平有望企穩,既滿(mǎn)足發(fā)電側盈利需求,同時(shí)亦不對用戶(hù)側造成過(guò)大壓力和阻力。

  證券市場(chǎng)周刊  薛宇/文


評論

用戶(hù)名:   匿名發(fā)表  
密碼:  
驗證碼:
最新評論0